黏彈劑調剖在姬塬油田侏羅系油藏中的應用

張曉明，楊 華，陳德照，楊冠龍，肖 柯，狄曉磊，陳正輝，徐占軍

（中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710021）

姬塬油田侏羅系油藏是在鄂爾多斯盆地西傾單斜基礎上形成的低滲透砂巖油藏，主要含油層系有延安組延10、延9、延8 等層系。縱向上受河流-三角洲平原河道沉積背景限制，油藏分布分散，平面砂體寬度窄，油藏規模小，規則井網布井受限多，注采系統不完善。

受沉積構造因素控制，姬塬油田侏羅系油藏縱向上油水關系復雜，油藏多有邊底水。進入注水開發中后期，受注入水和油藏邊底水推進雙重影響，油井水淹現象嚴重。根據檢查井密閉取心資料分析，姬塬油田侏羅系油藏水淹井多由孔隙型大孔道形成的水線推進造成，水淹治理難度大。注水井調剖是改善油藏水驅效果的主要手段之一[1]，但由于現有調剖體系主要是針對裂縫型見水或孔隙-裂縫型見水的注水井調剖設計，對于以孔隙型滲流為主形成的大孔道水淹適應性不強，油田先后實驗多種調剖體系調剖，但效果不佳。2020 年以來，通過深入分析侏羅系油藏水淹機理，優化調剖體系，篩選了一種黏彈劑進行調剖，取得了良好的實施效果。調剖后90%的水淹井見到效果，月度含水率降幅達53%以上，取得了較好的實施效果。

1 油藏特征

姬塬油田侏羅系油藏埋深1 450～2 000 m，主要產油層侏羅系延安組延10、延9、延8 平均孔隙度17.8%，平均滲透率15.3 mD，儲層溫度53 ℃，地層水礦化度43 567 mg/L，地層原油黏度1.87 mPa·s。儲層砂體規模小，平均砂體寬度2.8 km，砂體厚度11.3 m。油藏砂體縱橫向滲透率變化大，平面非均質性嚴重。儲層縱向變異系數較大于0.78，橫向變異系數較大于0.85。

該區侏羅系油藏儲層一般缺少大的裂縫，油水運移方式以孔隙型滲流為主，油藏多發育邊底水。油藏進入開發中后期，油井水淹現象不斷增多。從開發特征上看，采出端水淹井大多表現為孔隙型見水特征，油井含水率逐漸升高，動液面逐步上升。注入端表現為吸水不均，優勢吸水段下移，吸水剖面出現指狀或尖峰狀吸水。根據油藏描述結果，該區侏羅系油藏大多采出程度為21.2%～29.6%，剩余儲量占比高達68%～82%，開發調整潛力巨大。

2 注水井調剖機理

注水井調剖是治理油井水淹、提高油藏采收率的有效手段，而提高油藏的水驅波及體積和驅油效率是油藏注水井調剖主要機理。基于低滲油藏注入水沿大裂縫推進造成油井水淹的認識，依據達西定律及平面徑向流達西公式：

式中：v-流速，m/s；k-滲透率，mD；μ-黏度，mPa·s；pe-外邊界壓力，MPa；pw-內邊界壓力，MPa；re-外邊界半徑，m；rw-內邊界半徑，m。

一般認為油井水淹主要由于裂縫滲透率k、注入劑黏度μ 和內外邊界壓差過大造成，因此，利用體膨顆粒降低裂縫滲透率k、利用聚合物增大注入劑黏度μ和降低注采強度，設計形成了“交聯聚合物凍膠+體膨顆粒”和“PEG 單相凝膠調驅劑”、“納米級微球”調剖體系[2-5]，這對于以裂縫型水淹為主的姬塬油田三疊系低滲-超低滲油藏控水起到很好的作用，但對于以孔隙型滲流為主的侏羅系低-中滲油藏控水效果有限，僅在降低油藏遞減、控制含水率上升幅度方面取得了一定效果（表1），對于油井降含水率效果不明顯。

表1 姬塬油田侏羅系油藏不同調剖工藝實施效果表

根據最新研究發現，姬塬油田油井水淹主要受微納米尺度下的毛管力與達西定律共同控制。在注水過程中，注入水易沿滲透性相對較好的儲層方向突進，形成指狀水進，造成油井水淹。同時，在優勢注水通道形成后，儲層其他方向注入水波及程度降低，剩余油大量富集。侏羅系油藏調剖的目的就是通過黏彈劑降低注水優勢通道滲透率，迫使注入水更多的進入其余部位的油層，降低其毛管力，從而達到提高注水波及體積，解放剩余油和提高采收率的目的。因此，需要研制一種既能堵塞高滲大孔道，又能解放小孔道中剩余油的特殊堵劑體系。

3 黏彈劑調剖機理及研制

3.1 黏彈劑調剖機理

黏彈劑調剖主要是利用黏彈劑連續相溶液的剪切流變性，即當黏彈劑連續相溶液通過較低滲儲層時，由于低滲儲層孔喉具有較大的剪切力，黏彈劑連續相溶液黏度降低，使其更容易進入滲透率較小的油層，實現擴大波及體積，提升油層能量的目的；當黏彈劑連續相溶液通過滲透率較大儲層時，由于較大滲透率孔喉具有較小的剪切力，對黏彈劑連續相溶液黏度影響較小，使黏彈劑更容易滯留大孔道，從而起到提高后續注入水的液流阻力，迫使后續注入水轉向，擴大注水波及體積的目的。

韓顯卿[6]用巖心做過相關的實驗，實驗證明，利用孔隙介質中滯留聚合物分子的黏彈效應調剖是可行的，影響調剖效果的關鍵是聚合物的黏彈性，黏彈性愈強，調剖效果愈好。

同時，王德民等研究發現，黏彈性可以改變油藏儲層孔隙盲端的流動速度場、應力場和壓力場。而且黏彈性越大，盲端內的流速和應力越大，流體在盲端內的波及深度越大。因此，黏彈劑可以降低盲端內的含油飽和度，從而也可以提高洗油效率。

3.2 黏彈劑的研制

調剖用黏彈劑是一種高分子水溶性材料，主要成分為聚丙烯酰胺[7-9]。它黏度高，懸浮能力強，可以提高水的黏度，有效降低儲層水相滲透率90%以上，而對油相滲透率降低不足10%[10]，是良好的化學黏彈劑。同時，由于黏彈劑具有遇剪切作用降解的特點，當剪切外力撤除后，黏彈性具有自恢復性[11]，因此，非常適合以孔隙型滲流為主的姬塬油田侏羅系油藏。

但是聚丙烯酰胺也有明顯的缺點，主要是其存在耐鹽性不高，遇高溫化學降解的缺點[12]。為了適應姬塬油田侏羅系油藏特點，姬塬油田在普通聚丙烯酰胺基礎上共聚2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸單體，形成新型黏彈劑，該新型黏彈劑的熱穩定性及抗鹽性均較聚丙烯酰胺有所提高。由于引入了剛性單體和疏水單體以及在合成過程中采取后水解工藝，使2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸單體黏彈劑分子保留了較好的線性結構，綜合性能得到提升。

新型黏彈劑實驗室制備步驟：

（1）取適量質量分數為25%～30%的丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）及疏水單體加入去離子水進行充分溶解，將溫度降至0 ℃以下，并將冷卻后的溶液加入到保溫瓶中。

（2）通氮氣30～40 min 至冷卻后的溶液，然后加入0.05%～0.09%過硫酸銨、亞硫酸氫鈉引發劑進行引發，控溫在0 ℃以下，當溶液起黏后停止通氮氣，密封反應。

（3）反應結束后，從保溫瓶中取出膠塊，粉碎，加入一定量的水解度為20%～30%的氫氧化鈉，攪拌均勻，裝入燒杯，放置于55～85 ℃的水浴鍋中進行水解。

（4）水解完成后，將膠粒烘干，粉碎過篩，得到新型黏彈劑（HPAM）。

3.3 HPAM 的室內評價

為了確定HPAM 的性能，實驗室開展了HPAM 的黏彈性、注入性能、黏度保留率、驅油效果等實驗研究，取得較好的實驗效果。

室內實驗表明，HPAM 具有良好的黏彈性（圖1），在高滲通道增黏、低滲基質變稀的特性，實現了擴大水驅波及，室內評價提高采收率達17.0%。

圖1 不同剪切力及速率下HPAM 的黏度變化評價圖

與常規2 500 萬相對分子質量支鏈聚合物相比（圖2），HPAM 在低滲巖心注入壓力升幅僅為常規2 500 萬相對分子質量支鏈聚合物的1/3，低滲儲層注入性能較好。

圖2 低滲巖心中注入壓力變化

HPAM 多次吸附后具有較高的黏度保留率，在80～100 目油砂上，采用多次吸附方法評價不同調剖體系的抗吸附性能，實驗結果表明（圖3），相同濃度、相同吸附次數時，HPAM 經過5 次吸附后黏度保留率達60%以上。

圖3 不同聚合物黏度保留率與吸附次數關系曲線

不同聚合物老化60 d 后在天然巖心再開展驅油實驗，結果（表2）表明，3 種聚合物采收率提高值處于8.9%～13.8%，黏彈劑采收率提高值高于2 500 萬相對分子質量支鏈聚合物和GL 耐鹽聚合物。

表2 聚合物老化60 d 后在天然巖心驅油實驗結果

3.4 注入參數優化

3.4.1 黏彈劑用量 黏彈劑用量為黏彈劑注入油層孔隙體積倍數和注入質量濃度的乘積。根據油藏模擬結果，隨著黏彈劑用量的增加，預測采收率一直增加，但后期增速降低，考慮到姬塬油田噸油增油成本，合理黏彈劑用量應控制在5 t 左右。

3.4.2 黏彈劑質量濃度 數值模擬結果顯示，黏彈劑用量一定的情況下，隨著黏彈劑質量濃度的提高，預測采收率值增加，但當黏彈劑質量濃度超過0.1%后，黏彈劑采收率增幅減緩，同時黏度也增加，注入壓力也同時提高，綜合考慮油層條件和現場系統注入壓力限制。因此，選擇0.1%作為黏彈劑調剖濃度。

3.4.3 注入速度 黏彈劑通過儲層孔隙時會被剪切降解，其黏度下降程度與儲層的滲透率及其流速有關。室內實驗表明，當滲透率一定的情況下，黏彈劑在孔隙中的流速越大，剪切降解越嚴重；在孔隙流速一定的條件下，滲透率越大，剪切降解越小。這說明較慢的注入速度對于降低黏彈劑的剪切降解是有利的。而黏彈劑本身又對溫度和地層水礦化度較為敏感，較低的注入速度會使黏彈劑在地層中停留時間延長，從而會加劇黏彈劑的降解。一般黏彈劑在保持注采平衡的情況下效果較好。為確保溫和注水要求，各段塞注入排量控制不高于正常注水排量的2.0 倍。調剖時的爬坡壓力上升速度不宜過快，盡量保持低壓注入。

3.4.4 注入段塞 主要包括段塞尺寸和注入方式的設計。段塞設計的原則是盡量減少黏彈劑用量，同時保證驅替的效果不降低。室內研究、礦場實踐和數值模擬計算表明，合理有效的段塞設計能較好地改善開發效果。為了降低地層水礦化度對黏彈劑性能的影響，一般在黏彈劑段塞前加入低礦化度水預沖洗段塞，降低黏彈劑前緣之前的礦化度。在后置段塞注入清水以保護黏彈劑段塞。

3.5 施工步驟

（1）施工前測注水井吸水指示曲線和壓降曲線，確定油層吸水情況。

（2）施工前對注水井口螺絲進行緊固，做好設備安裝、配液等準備工作；接地面管線，試壓合格。

（3）試注清水，觀察泵壓和排量的變化情況，確定地層吸水情況。

（4）按照設計泵注程序，段塞設前置段塞清水、主體段塞黏彈劑、后置段塞注入清水，采用2 個配液池交替配制黏彈劑。注入黏彈劑過程應該密切監測施工壓力、排量以及對應油井產液變化，注入過程采用試注法，質量濃度隨著壓力變化調整。

（5）施工完成后，使用調剖設備注入后續段塞。

（6）清理現場，施工結束。

3.6 實施效果

2021—2022 年，姬塬油田侏羅系油藏共實驗HPAM 調剖56 井組，對應油井270 口，其中見效油井242 口。實驗井組月度遞減率由2.59%下降至1.01%，月度含水率上升幅度由0.61%下降至0.08%，17 個月少遞減原油9 250 t，穩油控水效果顯著。同時水淹井含水率下降明顯，平均降幅達62%，取得較好的實驗效果。

典型井組效果：Y8-49 井組位于姬塬油田Y 油區，儲層孔隙度為19.5%，滲透率為20.3 mD，采用反七點注采井網注水開發，井距250 m。采油井Y8-48 于2011 年4 月投產，初期日產油4.27 t，含水率15%，2020年9 月含水率開始上升至98%，日產油降至0.07 t，油井水淹。2021 年6 月—2021 年10 月，對應注水井Y8-49 使用HPAM 進行調剖，設計注入排量1.5 m3/h（為正常注水排量的2.4 倍），HPAM 注入濃度0.1%、注入量5.0 t，注入周期155 d。2021 年10 月，采油井Y8-48 含水率開始下降，產油量上升，至2021 年11 月，該井日產油3.77 t，含水率24%，取得了較好的調剖效果，注水井Y8-49 調剖前后注水壓力上升1.2 MPa。從調剖前后吸水剖面測試結果（圖4）可以看出，Y8-49 井油層尖峰狀吸水剖面得到明顯改善，縱向上吸水更加均勻。

圖4 姬塬油田Y8-49 井使用HPAM 調剖前后吸水剖面變化圖

3.7 經濟效益評價

通過對56 個實驗井組效益分析，單井調剖施工費用為97 625 元，單井AMPS 使用費用為140 000 元，井組平均有效期增油226 t，按照油價45 美元/桶計算，投入產出比1.00∶2.11，實施效益較好。

4 結論

（1）本文合成的新型黏彈劑（HPAM）具有耐鹽、耐高溫及黏彈特性，室內實驗表明黏彈性、注入性能、黏度保留率、驅油效果均較好，適用于以孔隙型滲流為主的姬塬油田侏羅系油藏，HPAM 不僅可以降低油田遞減，在降低油井含水率方面也具有良好的效果。

（2）為確保調剖效果，HPAM 調剖應嚴格執行泵注程序，段塞設前置段塞清水、主體段塞黏彈劑、后置段塞注入清水。

（3）HPAM 調剖在注水井端剖面調整方面表現為，調剖前后注水壓力上升，吸水剖面變得更加均勻；在水淹井端表現為含水率下降，油量上升。

（4）按照油價45 美元/桶計算，姬塬油田侏羅系油藏黏彈劑調剖，投入產出比可達1.00∶2.11，實施效果較好。